Установленная и располагаемая мощности ТЭЦ (электрическая, тепловая), причины их разрыва

 

Состав основного оборудования Расход пара (т/ч) Установленная тепловая мощность (Гкал/час) Располагаемая тепловая мощность (Гкал/ч)
4хБКЗ-420-140

3хБКЗ-500-140

БКЗ-820-140

 

 

 

 

2хПТ-60-130

2хТ-175-130

Т-185-130

4х420

3х500

1х820

4000

 

 

 

2х387

2х745

1х785

3049

1709

в том числе:

1) отборы турбин-

139+139+270+270+280=1098

2)встроенные пучки – 44

3) РОУ                       — 567

 

1295

Разрывы между установленной и располагаемой тепловой мощностью определяются следующим:

  1. Сжигание непроектного для котлов ІІ очереди ( ст.№№ 5,6,7) азейского бурого угля привело к преждевременному износу конвективных поверхностей нагрева из-за повышенных относительно нормативных скоростей уходящих газов и высокоабразивных свойств золы данного топлива.

Указанием ОАО «Иркутскэнерго» установлены с 01.01.2000г. временные                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                       (до выполнения реконструкции котлов) ограничения паропроизводительности котлов БКЗ-500 до 0,75Дном.

Суммарное ограничение теплопроизводительности  котельной по вышеуказанной причине составляет 223 Гкал/ч.

  1. С вводом котла БКЗ-820 (ст.№ 8) в промышленную эксплуатацию в 2003 году очевидно должно быть введено ограничение теплопроизводительности котельной по условиям работы которой дымовой трубы, пропускная способность по объемам дымовых газов рассчитана на работу 4 котлов по 500 т/ч (в настоящее время на трубу ст.№ 2 подключено 3 к.а. х 500 т/ч + 1 к.а. х 820 т/ч).

Величина ограничения тепловой мощности котельной по этой причине составляет 191 Гкал/ч.

Необходимо отметить, что использование на электростанции нескольких видов топлива, отличающихся по качеству и элементарному составу золы в условиях угольного склада, не обеспечивающего раздельное хранение топлива создает определенную проблему для котлоагрегатов БКЗ-420 (ст.№ 1 и 2 ), оборудованных мокрыми золоуловителями.

Доля ирша-бородинского угля в годовом потреблении топлива ТЭЦ изменяется в пределах 15-40%, в текущие моменты по вышеуказанной причине это соотношение может значительно изменяться и использование непроектного для к.а. ст.№ 1,2 ирша-бородинского угля приводит по условиям шлакования, недостаточной сушильной производительности СПП и определенных свойств золы к ограничениям паропроизводительности котлов, к резкому снижению рабочей компании газоочистных установок. Изложенные обстоятельства могут быть характерны и при сжигании углей Переясловского и Ирбейского месторождений.

На электростанции имеются ограничения тепловой мощности, носящие кратковременный характер и обусловленные рабочей тепловой схемой станции.

На основании анализа работы электростанции в различных тепловых и гидравлических режимах, обусловленных тепловой нагрузкой, составом включенного оборудования и его техническими возможностями, специалистами ТЭЦ  и СибВНИПИэнергопрома (генпроектировщик) были сделаны  следующие выводы:

Ряд вариантов рабочей тепловой схемы при определенном составе работающего оборудования приводит к «запиранию» установленной тепловой мощности на  величину до 250-300 Гкал/ч (вариант с остановленной  турбиной  ст.№ 4 либо вариант с 2-мя остановленными т.а. ст.№№ 1,2).

Другие многочисленные варианты работы  основного оборудования с выводом из эксплуатации теплофикационного оборудования (останов одной из турбин, бойлерных и насосных установок и пр.) позволяют использовать располагаемую тепловую мощность только при перебросе значительных количеств сетевой воды с одной водоподогревательной установки установки на другую, что усложняется поддерживанием разнотемпературного графика систем теплоснабжения. В этом случае также возможны ограничения тепловой мощности до 50 Гкал/ч.

Кроме того учитывая опыт эксплуатации необходимо отметить следующие «узкие» места в работе электростанции, связанные с теплоснабжением потребителей:

  1. Недостаточная емкость баков-аккумуляторов подпиточной воды относительно нормативной (фактическая суммарная емкость без учета БА ст.№ 2 составляет = 12 тыс. м3 при требуемой НТП 35 тыс.м3). Необходимо учесть и физический износ установленных неэнергетических баков-аккумуляторов ст.№ 1 и № 3 (БА ст.№ 2 заменен).
  2. Несовершенство заводской конструкции вакуумных деаэраторов системы подпиточной воды, не обеспечивающий необходимого качества деаэрации воды при расчетной производительности.
  3. Отсутствие достаточных поперечных связей по сетевой воде и пару, необходимость которых обострилась в связи с увеличением дефицита тепловой мощности и снижением потребности в выработке эл. энергии ТЭС, т.е. в связи с переходом на работу ТЭЦ в «котельном» режиме.
  4. Сложность выдачи тепла потребителям по разным температурным графикам в условиях значительных перетоков сетевой воды между бойлерными установками и отсутствия ТРУ.
  5. Наличие периодических нарушений в подаче необходимого количества исходной воды со стороны водоснабжающей организации (МП ВКХ), приводящим к нарушениям гидравлического режима систем теплоснабжения.
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector